Подземный и капитальный ремонт скважин 4 часть

4 термокислотные обработки, 5 ступеначатые СКО Расчеты зоны воздействия PСаСО3=p·(R2-rc2)rdh - количество карбо­натов в пласте, подлежащих растворению за 1 этап обработки R -радиус обрабатываемой зоны р -плотность горной породы кг/м3 d -содержание карбонатов (в пересчете на СаСОз в породе пласта в долях единицы) h- обрабатываемая толщина пласта Vhci = 4,9/ PСаСО3 , л -15% раствор HCI Vгк=p·(R2-rс2)mh – кол-во глинокислоты (закач-ся после HCl, служит для раствор глин, аргиллитов) m –пористость, V пласта цилиндрической формы Порядок работы 1 получение необходимого раствора 2 доставка раствора на скв 3 подогрев и перемешивание 4 закачка 5 промывка скв для извлечения продуктов реакции Расчет приближен, т.к. в порах пласта находятся н и в , а кислородный р-р вытесняет их лишь частично. С другой стороны за счет растворяющего действия к-ты V пор увел-ся. Для перекачки к-ты из ж/д цистерн в емкости хранения и в автоцистерны прим кислотоупорные ц/беж­ насосы произв-ю от 7 до 90 м3/ч. Для соединения цистерн с ц/беж­ насосами прим резиновые гофрированные шланги или гибкие трубы из полиэтилена. Для проведения к-х обработок прим агрегат «Азинмаш-30», на шасси автомашины. Он имеет гуммированную цистерну ем­костью 8 м3, раздел-ю перегородкой на 2 отсека и снаб­жен уровнемером поплавкового типа извинипласта. Для закачки р-ра агрегат имеет насос, установл-ый за кабиной авто­мобиля. Насос марки 2НК-500 — трехплунжерный, горизонтальный, оди­нарного действия. На случай закачки больших объемов агрегат комплект-ся до­полнит цистерной объемом 6 м3 на прицепе. Для перевозки к-ты прим автоцистерны 4ЦР. Для приготовления к-ы у скв служат металл-кие передвижные мерники емкостью 14 м3, внутр поверх-ти кот-х покрыты защитным слоем 1 - автоцистерна с продавочной жидкостью; 2 - автоцистерна с раствором кислоты; 3 - агре­гат «АЗИНМАШ-ЗОА» с прицепной цистер­ной 4; 5 - обвязка; 6 - скважина; 7 - емкость для сбора продуктов реакции из пласта при промывке; 8-агрегат промывочный 36. Определение параметров пласта методом гидропрослушивания При г/прослушивании испол-ся рез-т регистрации изменения давления в реагир-х скв, вызванные изменением дебита в возмущающей скв. Метод примен-ся на скв Р>Рнас. Рез-ты исследований представл-ся в виде графика г/прослуш-я. По оси ординат откладываются изменения Рзаб, а по оси абсцисс - время в часах. Время отсчитывается с момента изменения режима работы, возмуш-ей скв.(т. В) Фактическая кривая измен-я давления на забое реагирующей скв строится в (lg DР, lg t) т.о., чтобы она разместилась на бланке. На факт-ю кривую наклад-ся эталонная. совмещают кривые т.о., чтобы соответ-щие оси были парал-ны. Фиксируются точки совладения кривых по давлению и температуре (для эталонной DР1 и t1, фактич DРф и tф) Параметры: пьезопроводность х = t1/tф ·10·R2 гидропроводность e = kh/m = DP1·DQ/DРф DQ – измен-ние дебита возмущ–щей скв R – расст-ние м/у 2 взаимодейст-ми скв 39. Нефтеотдача пласта. Методы повышения нефтеотдачи. Проблема повышения нефтеотдачи является одной из фундаментальных проблем современного естествознания, что обусловлено сложностью иерархической организации нефтегазгеологической системы, несовершенством применяемых в настоящее время технологических процессов извлечения углеводородов, недостаточным уровнем научно-методического, организационно-технического и информационного сопровождения разрабатываемых технологий. В создавшихся условиях ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти сопряжен с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом резко падает, т. к. вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы. Более привлекательным и экономически оправданным является создание высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах. Это внесет существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях. Большую сложность при разработке методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов представляют исследование и идентификация свойств остаточных после заводнения нефтей и характеристик техногенных изменений коллектора. Разнообразие, сложность и слабая изученность геолого-физических характеристик в межскважинных интервалах на объектах применения, а также невозможность точного моделирования совокупности внутрипластовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях требуют обязательного включения в комплекс промысловых испытаний. Разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи тесно связана и с проблемой технологической эффективности при промысловой реализации метода, т. к. эти результаты являются базой для экономической оценки и определения целесообразности промышленного примененияотехнологий. Для создания и эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов необходимо комплексное решение указанных задач. Полнота процесса извлечения нефти определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе этот процесс принято количественно оценивать коэффициентом вытеснения Квыт. (определяемым обычно в лабораторных условиях), а в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением Кохв. В общем случае микромасштабные результаты, т. е. Квыт., переносятся на масштабы объекта разработки для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) в соответствии с формулой Крылова: где Qдоб. – объем добытой нефти; Квыт·Qгеол.зап. объемы извлекаемой (подвижной) нефти, зависящие от свойств вытесняющей жидкости; КИН/Квыт. – коэффициент извлечения нефти как доля начальных извлекаемых запасов (НИЗ), который численно равен коэффициенту охвата. Основы рациональной разработки нефтяных месторождений, сформировавшиеся в советское время, обеспечивали уже в 60-е годы достижение КИН-уровня, близкого к 50%, тогда как в настоящее время он едва дотягивает до 33%. Освоены и применяются в промышленных масштабах следующие 5 групп МУН: 1) Физикохимические м-ды; 2) Газовые; 3) Тепловые; 4) Микробиологические; 5) Гидродинамические. гидродинам методы – циклич завод-ние, измен-ние направления фильтрац-х потоков, создание высоких давл нагнет., форсиров отбор жид-сти, методы возд на ПЗП; физ-хим методы – завод-ние с примен актив примесей (ПАВ, полимеров,); газовые м-ы – водогазов циклич воздействие, вытеснение Н газом высокого давл; тепловые м-ы – вытеснение Н теплоносителями (горяч водой, паром, пароциклич обработка, внутрипласт горение, использ воды как терморастворителя Н. 42. Расходометрия скважин-задачи, интерпретация данных. Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости, в остановленных выявляют наличие перетока жидкости по стволу скважины между перфорированными пластами, изучают суммарный дебит или расход жидкости отдельных пластов, разделенных неперфорированными интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные. Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал. Термокондуктивные расходомеры с термодинамическим датчиком СТД основаны на зависимости степени охлаждения нагреваемого сопротивления, помещенного в поток, от средней линейной скорости потока. Они предназначены для исследования фонтанирующих скважин через насосно-компрессорные трубы и глубинно-насосных скважин через межтрубное пространство. Данные расходометрии оформляют в виде графиков интегральных и удельных дифференциальных поглощений или водопритоков. Результаты измерений должны учитывать диаметр ствола скважины и фильтра. Точность измерений повышается, если применяются рессорные центраторы и пакерные насадки. Большинство скважинных расходомеров удовлетворительно работают лишь в воде, исключение составляет расходомер ДАУ-3М, который можно применять в буровом растворе и в запескованной жидкости. Количественная или качественная оценка дебита водоносных горизонтов и фильтрационных свойств пород проводится на основе геологической интерпретации каротажных материалов расходометрии, резистивиметрии, ПБКЗ, а также ГК. Геологическая интерпретация материалов расходометрии для решения названных задач проводится путем сопоставления и анализа расчетных коэффициентов фильтрации и значений расходов потока через сечения ствола скважин в каждой точке измерения с данными других методов исследования. Аномальные значения этих величин должны совпадать с интервалами водоносных горизонтов или водоупоров. Расход потока через сечения ствола скважины в каждой точке вычисляется по формуле где
- расход потока через прибор, определяемый по скорости вращения крыльчатки;
- переходный коэффициент расхода за изменение диаметра скважины




7397114172161216.html
7397185954169974.html
    PR.RU™